Auditoría advierte que las fallas comprometen la capacidad de la red para responder a las necesidades futuras del sistema eléctrico.
La Contraloría General de la República (CGR) detectó atrasos de hasta 6,6 años y aumentos de costos por ₡13.437 millones en proyectos para ampliar la red de transmisión eléctrica del país, como parte de una auditoría que concluyó que la gestión del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) presenta incumplimientos en aspectos significativos del marco normativo y técnico aplicable.
El informe DFOE-SOS-IAD-00005-2026, emitido este lunes 21 de septiembre, examinó la gestión del ICE para planificar, ejecutar y asegurar la capacidad de la red de transmisión eléctrica, así como el cumplimiento de la regulación de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) sobre los servicios auxiliares que apoyan su operación.
La auditoría abarcó la totalidad de la cartera de transmisión del ICE: cinco proyectos en etapa de inversión y seis en preinversión. La CGR concluyó que los atrasos, las dificultades para establecer nuevas conexiones y el rezago en la implementación de los servicios auxiliares comprometen la capacidad de la red para responder a las necesidades presentes y futuras del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
La red de transmisión es la infraestructura que transporta la electricidad desde los centros de generación hasta las redes de distribución y los grandes consumidores. También permite conectar nuevos proyectos de generación, por lo que su expansión resulta necesaria para incorporar energía renovable y atender el crecimiento de la demanda.
Tres de cinco proyectos acumulan atrasos
La CGR determinó que tres de los cinco proyectos que ya se encuentran en etapa de inversión presentan atrasos de entre 1,5 y 6,6 años respecto de sus fechas originales de finalización.
El Refuerzo de Transmisión Anillo Miravalles registra la mayor variación porcentual en costo: su presupuesto pasó de ₡6.962 millones a ₡13.634 millones, un incremento de 95,8%. Además, acumula 2,9 años de atraso y, al corte de abril de 2026, había alcanzado un avance físico de 25,5% frente al 92,2% programado.
Según la auditoría, durante el diseño no se realizaron oportunamente estudios geotécnicos para validar las condiciones del terreno donde se construiría la Subestación Fortuna. Una vez iniciada la ejecución, se determinó que el sitio era incompatible con el diseño, lo que obligó a reubicar la subestación, modificar la solución constructiva y sustituir la tecnología prevista.
Por su parte, el proyecto Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya presenta el mayor atraso: 6,6 años. Su costo aumentó en ₡5.634 millones, un 23,6%, y el avance físico alcanzaba 47,5%. La CGR encontró que el ICE no validó oportunamente las condiciones bajo las cuales podía desenergizarse una línea existente, lo que posteriormente obligó a incorporar una obra adicional y replantear la ingeniería del proyecto.
La Modernización de la Subestación Moín, mientras tanto, acumula 1,5 años de atraso. Aunque su avance físico estaba próximo a lo programado, el costo acumulado llegó a ₡5.974,6 millones, unos ₡1.132 millones por encima del costo total vigente, pese a que el proyecto todavía no había concluido.
La Contraloría atribuyó las desviaciones a un patrón que incluye estudios o validaciones técnicas incompletas, riesgos no gestionados oportunamente y limitaciones en la disponibilidad de personal especializado, factores que posteriormente generan modificaciones de alcance, ampliaciones de plazo y mayores costos.
En otro de los proyectos, el Refuerzo de Transmisión y Distribución La Cruz Etapa 1, el avance físico era de apenas 6,5% frente al 20,5% programado. Parte del personal técnico encargado del diseño había sido reasignado para atender atrasos y reprocesos en otros proyectos.
La CGR también examinó el Proyecto de Transmisión Enlace Norte-Centro, cuya inversión preliminar se estima en ₡51.412 millones. Aunque ya se encuentra en etapa de inversión, a septiembre de 2026 todavía no contaba con una línea base integrada de alcance, plazo y costo formalmente aprobada, porque su alcance definitivo continúa en definición. El ICE mantiene marzo de 2031 como fecha objetivo para su entrada en operación.
Delfino.cr informó en abril de 2025 que el presidente ejecutivo del ICE, Marco Acuña Mora, había anunciado una inversión cercana a $100 millones para ese proyecto como parte de la ampliación de la red de transmisión eléctrica.
Casi 11 meses para obtener un punto de conexión
La auditoría también encontró atrasos en la atención de solicitudes para conectar proyectos a la red de transmisión.
En 33 solicitudes preliminares resueltas entre enero de 2024 y julio de 2026, el ICE tardó en promedio 135 días, frente a un plazo máximo previsto de 108 días. En las 15 solicitudes definitivas analizadas, el promedio fue de 189 días.
Además, dos proyectos solares del propio ICE —Curubandé y Chorotega— todavía no cuentan con un punto de conexión viable a la red. En el caso de Curubandé, su entrada en operación quedó supeditada al desarrollo de obras de transmisión previstas entre 2029 y 2031.
Una solicitud de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) para conectar módulos de distribución en la futura Subestación San Rafael también se encuentra suspendida debido a modificaciones en el proyecto Enlace Norte-Centro.
La CGR advirtió además sobre el riesgo de que las obras incluidas en el Plan de Expansión de la Transmisión 2024-2034 resulten insuficientes o no entren en operación a tiempo para atender futuros aumentos de demanda y nuevas conexiones.
El propio ICE había identificado previamente insuficiencias en la red de transmisión en su Informe de identificación de problemas en la red de transmisión 2024-2040 y señalado la necesidad de ampliar los refuerzos previstos y acelerar su entrada en operación.
La auditoría señala, por ejemplo, que componentes del Anillo de Miravalles originalmente previstos para 2025 fueron trasladados a 2028, mientras que obras en la Península de Nicoya pasaron de 2025 a 2029.
Modelo regulatorio sigue incompleto seis años después
El tercer bloque de hallazgos corresponde a los llamados servicios auxiliares, necesarios para mantener variables como frecuencia y tensión dentro de los parámetros requeridos para operar el Sistema Eléctrico Nacional.
La CGR determinó que, más de seis años después de la entrada en vigencia del reglamento correspondiente, el ICE y la ARESEP todavía no han implementado completamente el modelo.
Aunque ARESEP emitió el reglamento técnico en 2019 y aprobó una metodología tarifaria en 2021, los primeros procedimientos técnicos fueron aprobados hasta enero de 2024. En 2026 el ICE presentó un modelo simplificado y en julio la ARESEP aprobó un procedimiento para liquidar parte de esos servicios.
La fijación tarifaria correspondiente sigue en trámite. La audiencia pública se celebró el 4 de septiembre de 2026 y recibió 14 oposiciones, que actualmente analiza la Intendencia de Energía.
La Contraloría también encontró que el ICE no ha presentado los informes semestrales de desempeño exigidos por el reglamento.
No es la primera vez que la CGR identifica riesgos relacionados con el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional. En mayo de 2025 Delfino.cr informó sobre otra auditoría en la que el órgano contralor cuestionó decisiones del ICE y ARESEP vinculadas con la planificación de la generación eléctrica y la regulación tarifaria.
Contraloría gira disposiciones obligatorias
La CGR ordenó al ICE introducir controles adicionales antes de autorizar proyectos de transmisión, de manera que se validen conjuntamente aspectos técnicos, operativos, financieros, prediales, de riesgo y disponibilidad de personal especializado.
También deberá establecer controles para evitar que la reasignación de recursos entre proyectos provoque nuevos atrasos y mejorar el seguimiento de las solicitudes de conexión.
El ICE tendrá además que modificar el procedimiento con el que prepara y actualiza el Plan de Expansión de la Transmisión para incorporar escenarios alternativos y asegurar que las obras incluidas cuenten con un nivel suficiente de madurez antes de asignarles fechas de ejecución. Las primeras certificaciones sobre estas medidas deberán ser entregadas a la Contraloría el 15 de diciembre de 2026.
Para el rezago de los servicios auxiliares, la CGR ordenó al ICE y ARESEP realizar conjuntamente un análisis integral de las condiciones necesarias para implementar el marco regulatorio y corregir las brechas identificadas. Ese proceso tiene plazos que se extienden hasta septiembre de 2028.
Las disposiciones emitidas por la Contraloría son de acatamiento obligatorio y su incumplimiento injustificado puede generar responsabilidades.